[天然气开发成本影响因素分析]-天然气发电成本.docx

天然气开发成本影响因素分析 天然气发电成本 摘要“十一五”期间某石油公司天然气开发成本呈上逐年上升趋势，本文取其新、老区30个典型气藏共69个样本进行天然气开发成本统计规律分析及影响因素研究。结果表明：大部分气藏开发成本低于400元/千方，新、老区开发成本分布规律不同，新区低于老区；天然气开发成本与新增可采储量规模、单井新增可采储量、井深等有较好的相关性。最后，针对研究结论，本文提出大型石油公司应加强项目投资管理，建立适合的气藏经营管理模式；并建议在老区和单井可采储量低、产能建设效果差的气藏加强地质研究认识，加大开发成本控制力度，以保证新增可采储量经济性。 关键词开发成本统计规律影响因素新增可采储量单井新增可采储量井深 长期以来，中国能源消费以煤炭为主，石油天然气为辅。随着环保要求不断提高，中国能源消费逐渐向优质化发展，天然气在能源消费中的比例和地位越来越重。开发成本是一个石油公司竞争力的重要标志，是投资者所关注的焦点问题。“十一五”期间，各大石油公司天然气开发投资规模都不断增大，天然气的单位产能投资和开发成本呈逐年上升趋势。只有识别天然气开发成本的主要影响因素，才能有针对性地采取措施以控制其上升。本文通过对某石油公司“十一五”期间开发成本做统计规律分析，并利用多种数学方法分析了天然气开发成本各主要影响因素，提出降低开发成本建议。 一、天然气开发成本计算公式及适用条件 1.计算公式 2008年以前，国内天然气开发成本的含义一般是指十亿方产能建设投资（开发综合投资与新建产能的比值），2008年以后，国内石油公司开始采用国外开发成本的计算方法，但是分子分母的含义略有不同。 具体计算公式为：天然气开发成本=综合开发投资/当年新增可采储量 （1）综合开发成本=综合开发投资/开发综合新增可采储量 （2）直接开发成本=直接开发投资/产能建设新增可采储量 其中：直接开发投资钻井投资+采气投资+地面投资，主要是指新、老区产能建设直接开发投资。 综合开发投资=直接开发投资+开发准备+先导及其他 产能建设新增可采储量=新区新增可采储量+老区新增可采储量 开发综合新增可采储量=产能建设新增可采储量+开发准备新增可采储量 需要说明的是由于天然气经济可采储量有待完善，而技术可采储量标定方法规范、数据齐整，因此测算经常采用技术可采储量作为分母。本文采用技术可采储量作为开发成本分析基础。 2.适用条件 综合开发成本侧重于石油公司层面的总体状况分析，衡量其综合开发投资对应新增可采储量的经济性；直接开发成本侧重于新、老区及各气藏产能建设实施效果的分析。一般来说，直接开发成本小于等于综合开发成本。开发成本分析应针对不同的情况，选取相应的方法。 二、天然气开发成本统计规律分析 1.某石油公司总体 将“十一五”期间某石油公司各气藏分年直接开发成本共69个样本进行统计学规律分析。得出如下分析结果：“十一五”期间总体开发成本比例呈半正态分布，开发成本小于400元/千方的区块占总体比例为78%，开发成本介于200元300元/千方之间的区块个数最多，为23个，占总体比例为33%，开发成本大于500元/千方和小于100元/千方的气藏个数较少，分别为8个和3个，分别占总体区块比例的12%和4%。见表1和图1。 2.新区独立区块 对某石油公司“十一五”期间新区独立区块天然气的开发成本进行分析，将2006年2010每年开发成本作为一个样本，样本总数为22个，经统计分析得出如下结果：新区开发成本主要分布在100元200元/千方之间，占比41%；开发成本小于200元/千方的占比50%，介于200元500元/千方之间的气藏个数为7个，比例为32%，大于500元/千方的气藏数占比为18%。见表2和图2。 3.老区独立区块 对某石油公司“十一五”期间老区独立区块天然气的开发成本进行分析，将2006年2010年间每年的开发成本作为一个样本，样本总数为47，经统计分析得出如下结果：老区开发成本较新区高，主要分布在200元300元/千方范围之间，占比为45%；小于200元/千方的气藏数占比为23%，介于200元500元/千方之间的气藏个数最多，为32个，比例为68%，大于500元/千方的比例为9%。见表2和图2。 三、天然气开发成本影响因素分析 为了进一步分析天然气开发成本与新增可采储量规模、单井新增可采储量和十亿方产能投资、井深等影响因素之间的关系，本文利用单因素分析法对某石油公司总体“十一五”期间69个独立区块的直接开发成本与新增可采储量规模、单井新增可采储量、十亿方产能投资及井深的关系进行研究，结果表明：在其他因素不变的前提下，开发成本随新增可采储量规模的增大而降低；开发成本随单井新增可采储量增大而降低；开发成本随井深的增加而降低，见图4。 四、结论建议 1.结论 （1）大多数气藏直接开发成本小于400元/千方，新、老区分布规律不同 某石油公司直接开发成本小于400元/千方的区块占比78%，介于200元300元/千方之间的区块个数占比33%，开发成本大于500元/千方和小于100元/千方的区块个数较少，分别占比例12%和4%。新区开发成本较老区低，新区开发成本主要分布在100元200元/千方范围之间，占比为41%，老区开发成本主要分布在200元300元/千方范围之间，占比为45%。 （2）开发成本与可采储量规模、单井新增可采储量、井深反方向变化 经研究，开发成本与可采储量规模、单井新增可采储量和井深等影响因素均有较好的相关性，开发成本随可采储量规模的增加而降低；开发成本随单井可采储量增加而降低；开发成本随井深的增加而降低。 2.建议 （1）建议加强气藏经营管理，针对特定的气藏目标，有效利用人力、技术和财力等各种资源，制定和实施气藏经营策略，寻求最佳的经营方案，通过气田开发技术和经营管理有效集成与集约化管理，实现油气田勘探开发过程的优化和经济效益的最大化。老气田更应该重视气藏经营管理，运用开发方案经济决策技术等新方法、新技术，优化方案设计，减少无效井数量，保证方案实施的开发效果。 （2）建议在老区和单井可采储量较低、产能建设效果差的区块（气藏）加强地质研究认识、进行地质方案优化、提高钻井技术，加大开发成本控制力度，做到直接开发成本指标值控制在开发成本界限之下，以保证新增可采储量经济性。 参考文献: 1吴俊峰.我国油田公司油气成本控制：借鉴方略J.石油天然气学报,2006,28 2李淑静.西南油气田天然气成本管理与控制研究D.成都：电子科技大学,2005 3张政建.石油企业控制油气成本的方法及措施探讨J.经济师,2004,(7):294 第 6 页 共 6 页